我国天然气发电发展现状及前景展望

天然气发电技术交流Exchangeofnaturalgaspowergenerationtechnology天然气简介1我国天然气发电行业的发展状况2我国天然气发展中面临的问题3我国天然气发电行业前景展望4目录CONTENTS01Abriefintroductionofnaturalgas天然气简介天然气作为一种清洁高效能源，在世界能源结构中的地位不断上升。据BP最新发布的《世界能源年鉴》显示，2014年全球一次能源消费总量为129.284亿吨油当量，其中天然气占比23.7%，仅次于原油（32.6%）和原煤（30%），位列第三位。据国际能源署预测，未来十年内全球对天然气需求量将以每年2.2%的速度增长，按照上述增长速度，天然气最迟将在本世纪上半叶末超过石油，成为全球第一大能源。目前，我国天然气的生产量和消费量已经进入了世界前列，虽然在能源消费占比方面与世界平均水平还存在着较大差距，但随着气源供应格局的建成和节能减排力度的不断加大，我国天然气正处于爆发式增长的前夜，天然气时代已经到来。目前我国天然气开采主要原料有页岩气，煤层气和可燃冰。已探明的页岩气，主要分布在西部和东北部地区，总储量达到7643亿立方米,仅次于美国和加拿大,位居世界第三；煤层气集中分布在沁水、鄂尔多斯盆地，据国土局2015年报告，埋深2000米以浅煤层气地质资源量30万亿立方米，可采资源量12.5万亿立方米，具有现实可开发价值的资源量达到4万亿立方米。据估计，在我国215万平方公里的冻土区下，可燃冰的远景资源量可达350亿吨油当量，我国海域可燃冰控制资源量达40亿吨油当量。2005年4月14日，中国官方宣布发现世界上规模最大的可燃冰分布区，其面积约为430平方公里。在南海东沙群岛以东海域也发现了大量的可燃冰，其水深范围分别为550米～650米和750米～800米，比哥斯达黎加边缘海和美国俄勒岗外海所发现的规模还大。02ThedevelopmentofChina'snaturalgaspowergenerationindustry我国天然气发电行业的发展状况新世纪以来，我国燃气发电行业快速发展。截至2013年底，燃气发电装机容量4309万kW，占全国发电装机总量的3.5%；煤电装机78621万kW，占全部装机容量的63%;水电占全部装机容量的22.5%;其他电力装机类型为核电、风电及太阳能发电等。我国天然气发电厂主要分布于长三角、东南沿海等经济发达省市，京津地区及中南地区也有部分燃气电厂，此外，西部地区的油气田周边有少量自备燃气电厂。广东、福建及海南三省燃气电厂装机容量达1750万kW，占全国燃气装机总量比例的34%；苏浙沪三省市燃气电厂占比约32%；京津地区占比约23%。随着我国各地环保压力不断加大，山西、宁夏、重庆等地也陆续有燃气电厂投产，燃气电厂分布更加广泛，预计2020年燃气发电装机容量将突破1亿kW。01020304050607007年08年09年10年11年12年13年14年15年发电装机量（百万千瓦）0200400600800100012001400广东北京浙江江苏上海福建天津河南山西宁夏海南万kW天然气发电装机规模及分布我国天然气发电行业产业链主体构成石油天然气公司城市燃气公司发电企业电网公司管道气LNG管道气LNG管道气燃气价电力上网电价以浙能集团、申能集团、京能集团等为代表以中海石油气电集团为代表以华电集团、华能集团、中国电力投资集团等为代表为便于借助各自的优势，实现优势互补，燃气电厂大多为合资建设。我国天然气电厂运营主体国有大型发电央企省属电力投资集团及能源集团石油天然气生产供应公司电厂名称装机容量股东组成气源投运时间杭州华电半山发电有限公司3×390MW华电集团64%浙能集团36%西气东输浙江管网转供2005年投运华能金陵燃机电厂2×390MW华能国际60%江苏国信资产管理公司，南京市投资公司参股西气东输直供2005年投运华能北京热电厂923.4MW华能国际北京燃气集团2011年投运中海福建燃气发电公司一期4×390MW(规划二期，共8×390MW)中海石油气电集团55%，华电集团25%，福建能源投资有限公司20%福建LNG一期2台投产2台在建中山嘉明电力公司一期2×125MW二期2×390MW三期3×390MW中海石油气电集团52.7%，香港山电股份25%，中山冠中投资公司22.3%南海气一期为油改气，一期二期均投运三期已进入调试目前，我国燃气发电上网电价由各地价格主管部门确定，并报国家发展和改革委员会审批。不同地区燃机电厂的上网电价各异，主要定价方式包括两部制电价和单一定价。两部制电价以上海市为代表，自2012年开始实施。具体办法为，将上网电价分为容量电价与电量电价，电量电价为0.504元/kWh，容量电价按照全年利用2500h安排，电价补偿标准为0.22元//kWh，用以补偿燃气电厂在电网运行中的顶峰发电作用。对于9E机组系列，全年发电500h以内的上网电量电价为0.554元//kWh。我国燃气发电项目上网电价地区电厂天然气价改前上网电价天然气价改后上网电价北京华能北京热电厂0.65—上海漕径热电项目0.454（两部制）0.504（两部制）华能上海燃机电厂0.454（两部制）0.504（两部制）浙江华电杭州半山发电有限公司0.7040.904萧山电厂燃气机组0.7040.904德能电厂0.80.96江苏华能金陵电厂0.581—华电望亭电厂0.5810.606华电戚墅堰电厂（热电）0.656—华电仪征（热电）0.605—福建莆田LNG电厂0.513广东惠州电厂0.533—深圳电厂0.674—河南郑州燃机0.553—华能中原燃机0.553—除上海市外，我国其他地区燃机电厂普遍实行单一电价。部分省市的电厂由于气源相同，气价较为接近，上网电价也较为统一。广东省燃气电厂较多，但由于气源多样化，气价差异也较大，主要实行一厂一价的定价方式，最低0.533元//kWh,最高1.1元//kWh。其上网电价的制定大致可分为以下3类:一是按成本加成法制定临时上网电价。主要是一批使用广东大鹏澳大利亚进口液化天然气的9F机组，执行的统一上网电价为0.553元//kWh。二是国家批复的临时上网电价0.72元/kWh。执行这一电价的主要是国家核准的燃气机组。三是采用燃煤机组标杆电价加补贴的方式确定。广东省目前一部分9E机组没有正式的政府审批电价，仅有临时结算电价，电网公司按燃煤机组的标杆电价0.5042元/kWh结算，政府对不足的部分进行补贴。03我国天然气发展中面临的问题ProblemsfacedinthedevelopmentofnaturalgasinChina我国天然气发电产业仍处于发展初期，在当前尚不清晰的政策环境下，许多电力公司制定了燃气电厂规划但仍处于观望阶段，由于发电燃料之间替代性较强，对比获支持力度较大的可再生能源发电，未来明晰而有力的政策支持仍然是天然气发电大规模发展的重要驱动力。国家定调“有序发展”，天然气发电政策环境仍不明朗近几年，我国并未出台专门针对天然气发电的政策文件，但在天然气利用政策、能源发展规划及环保政策文件中均有涉及。总体来看，虽然天然气发电项目的投资环境更为宽松，但国家对天然气发电的支持态度并不清晰。在2012版《天然气利用政策》中，国家发展和改革委将天然气分布式能源项目、煤层气(煤矿瓦斯)发电及天然气热电联产项目列为优先类;煤炭基地外调峰电厂项目列为允许类，较2007版的天然气利用政策放松了对天然气发电的限制，提高了企业投资积极性，《能源发展“十二五”规划》也要求有序发展天然气发电。随着我国部分地区大气污染问题愈加严重，国务院发布了《大气污染防治行动计划》，该计划虽然提出一系列削减燃煤电站及燃煤锅炉的行动方针，但面对天然气供应紧张的形势，也只提出有序发展天然气调峰电站，原则上不再新建天然气发电项目。与燃气发电形成鲜明对比，近年我国制订了一系列扶持可再生能源发电的法规政策。2006年国家发展和改革委印发了《可再生能源发电有关管理规定》，要求大型发电企业优先投资可再生能源发电项目；同年印发《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》，根据风电、生物质能发电及太阳能发电等项目的特点，规范不同的电价定价方式，通过向电力用户征收电价附加的方式提高可再生发电经济性。此后，颁布并修改完善《可再生能源法》，要求监管机构明确在规划期内应当达到的可再生能源发电量占全部发电量的比重。政府不断通过财政补贴、提高上网电价、税收减免等方式促进可再生能源发电产业的发展。天然气发电经济性较差，与燃煤发电相比成本较高22.531.513.500.5北京浙江上海江苏河南价改前价格价改后存量气价格增长存增量价格并轨后价格增长元/m3燃料费在燃气电厂运营成本中占比约70%～80%，天然气价格是影响燃气发电经济性最重要的因素之一。当前，我国天然气门站价格由国家发展和改革委制定，燃气发电上网电价由各地方发展和改革委制定。2013年天然气价改前，国内发电用气价格大多在1.8～2.5元/m3，按照0.2方/kWh的发电气耗水平，燃气发电燃料成本约为0.36～0.5元/kWh，考虑折旧费、维修费等其他成本，部分企业盈利微薄甚至亏损。天然气价改后，发电用气价格进一步上涨，北京市及浙江省累计上涨0.81元/m3，燃气发电燃料成本上涨幅度达26%～44%，发电用气成本进一步提高。为应对气价调整带来的成本上涨压力，仅有部分省市相应上调了上网电价。如上海市上网电价上调0.05元/kWh，但幅度有限不足以弥补燃气价格上调部分；浙江省上网电价上调0.16元/kWh，但仅限于发电时间1000h内的电量。与燃气发电相比，燃煤发电成本优势突出。以国内较为先进的660MW燃煤机组为例，供电煤耗约280g/kWh，按照2013年秦皇岛港动力煤均价630元/t计算，则燃煤发电燃料成本约为0.18元/kWh。按照2013年天然气价改前的气价计算，燃气发电仅燃料成本就比燃煤发电高出100%～170%。而随着2012年以来煤价大幅走低，天然气价格不断上调，燃气发电的经济性劣势更加突出。经测算，2014年价改后，燃气发电燃料成本是燃煤发电的2—2.5倍。当前我国天然气发电项目可以分为“调峰电厂”和“热电联产”两类，双方在电力运行中的市场定位不同。调峰电厂一般运行在电网的峰荷及腰荷。天然气“热电联产”项目集发电与供热于一体，从供热负荷看，北方以冬季采暖负荷为主，南方以工业热负荷为主。由于气峰与电峰在时间上重合，两类燃气发电项目在冬季都难以获取充足的气源，限制调峰电厂顶峰发电，无法发挥电力调峰作用，热电联产机组也难以保障发电量，发电经济性进一步下降。我国较早的燃气发电厂大多是天然气管道及LNG接收终端项目启动的配套工程。如西气东输一线工程在河南及江苏配套建设了多家燃气电厂，中海油气电集团为广东大鹏及福建莆田LNG接收站均建设了配套电厂。这些燃气电厂一定程度上承担了为天然气管网运行调峰的任务，在气量供应紧张的月份特别是每年的冬季，供气商会对其减少气量供应甚至停止供应，优先保证居民采暖等其他用户用气。从电力需求看，冬季和夏季也是一年的用电高峰(取暖制冷用电)，由于燃气电厂得不到充足的气源，无法发挥电力调峰作用，电力供应与电网需求不匹配，使其电力调峰的定位较为尴尬。热电联产机组而言，其下游采暖热负荷和工业热负荷可中断性低，天然气断供带来的负面影响较大。此外，断供使得燃气机组的利用小时数得不到保障，发电量较低，使其每千瓦时电分摊的折旧费、维护费及财务成本等费用较高，进一步加大了单位电量的成本。气峰电峰重合，燃气电厂存在供气可靠性风险燃气上网电价定价机制有待完善，无法体现调峰及环保价值燃气发电相对煤电的优势之一在于启停灵活，适合作为调峰电厂运行。发达国家均制定了峰谷电价制度，调峰电价一般为平均上网电价的1.8～2倍，是低谷电价的3～5倍。但我国现行电价机制难以补偿燃气电厂顶峰发电的价值。燃气发电相对煤电的另一优势在于清洁环保，我国大部分地区建立燃气电厂的重要意义在于减少环境污染，改善大气环境，但现存的